摘要：某电厂320MW亚临界燃煤机组，锅炉的汽温控制分为过热汽温控制和再热汽温控制。其再热汽温控制，主要采用减温水控制配合摆动燃烧器的调节方式进行调节。减温水喷水点布置在再热器进口管道上，减温水来自给水泵的中间抽头，经隔绝门后分为两路，分别控制两侧的再热汽温。摆动燃烧器燃烧器摆角，通过调节炉膛内燃烧火焰的位置，以达到控制汽温的目的，然而在实际运行中，频繁大幅度地调整燃烧器摆角对主蒸汽压力有较大影响，该电厂#1锅炉没有设计再热烟气调节挡板，控制手段有限，长期由运行人员手动控制再热蒸汽出口温度，再热汽温一直偏离设计值，影响了锅炉运行的经济性和安全性。本文通过对其原因进行分析，提出了燃烧协调参数调整优化、优化控制策略、设计防超温超调控制逻辑等策略，对原控制系统进行优化，提高了再热器蒸汽温度，取得了较好的效果。

关键词：再热汽温 燃烧系统优化 控制策略优化

一、再热汽温现状

某电厂320MW燃煤发电机组，配套锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司采用美国燃烧工程公司的引进技术设计和制造的亚临界参数、一次中间再热、控制循环汽包炉，采用平衡通风、直流式燃烧器、四角切圆燃烧方式全摆动式燃烧器，设计燃料为淮北刘桥矿混煤。锅炉为露天“п”型布置，采用全钢结构构架，固态排渣煤粉炉。再热器出口烟气温度调节系统性能差，长时间由运行人员手动控制，操作频次多，再热汽温长期低于设计值，影响锅炉运行的经济性和稳定性。

二、原因分析

笔者针对#1炉再热蒸汽自动调节系统性能差，再热蒸汽温度远低于设计值的原因进行分析，主要是以下几个因素：

1、#1机组锅炉燃烧协调参数需调整优化：当机组AGC大幅度短时间变化时，主汽压力实际值与设定值偏差较大，主汽压力的大幅度变化影响再热汽温的稳定；同时#1机组二次风门控制逻辑是随负荷变化，没有考虑到锅炉煤质的影响和制粉系统的运行情况，导致锅炉缺氧、超温现象时有发生。

2、原再热器调节阀自动控制差：原再热汽温调节系统采用串级控制系统，主要通过前馈量的快速粗调、实际汽温与设定值偏差量进行比例-积分-微分回路进行细调来实现[1]，而锅炉侧大滞后影响，再热器减温器后温度又不能作为准确的导前温度，所以原自动逻辑不能很好控制再热器出口烟气温度，超温现象不可避免。当低负荷运行时，燃烧强调弱火焰中心低，辐射热减弱，汽温偏低。经多次验证在连续降负荷至160MW后再热器减温水调整阀全关，再热器温度也很难提到到535℃；而高负荷（一般300MW）时，如果AGC指令频繁动作，再热器喷水调门经常处于全开位置，同时还需要调整调整燃烧器摆角，来控制再热蒸汽温度。当再热减温水手动控制时，再热器除进、出口以外无任何蒸汽温度测点（中间点）供运行人员调节汽温凭据，全依赖经验和观察再热器出口汽温变化趋势进行调节，从减温水喷入到再热汽温变化需要约5分钟，存在大延迟，手动调节汽温无法做到真正稳定下来。

3、锅炉特性复杂、延迟大，运行人员为了防止再热器出口温度超温过开调门：锅炉特性复杂、延迟大，运行人员为了防止再热器出口温度超温，将再热器出口温度控制在较低温度；当运行人员遇到再热器出口烟气温度增长较快情况，为了保证再热器不超温，通常大幅度过量喷水控制，导致再热器出口温度大幅度波动，导致再热器平均温度不高。

三、制定对策

1、锅炉燃烧协调系统及二次风控制优化

对#1锅炉实际运行情况进行试验测试，分析及诊断锅炉运行及性能参数存在的问题，对锅炉相关系统如制粉系统、烟风系统、脱硝系统等重要参数进行标定，以满足锅炉燃烧性能要求及DCS控制要求；并根据诊断结果针对性实施优化调整措施，对制粉系统、烟风系统、燃烧系统等进行调整优化，改善锅炉燃烧状况，降低排烟温度和飞灰含碳量，提升锅炉效率，缓解汽温偏差；同时优化二次风运行方式，针对不同负荷工况下对二次风门做特性实验，确定磨煤机给煤量和二次小风门开度之间的函数关系，优化制粉系统运行方式，尽量保证四台制粉，保证燃烧稳定。经过锅炉燃烧参数调整及二次小风门自动优化后，锅炉缺氧情况得到改善，再热汽温波动幅度缩窄，减温水也不再大开大关，再热汽温整体控制水平上移，再热汽温升高。

2、重新研究设计再热器减温水自动调节控制逻辑方案

在#1机组锅炉再热器上确定合适位置增加温度元件，使之能正确提前反映再热器出口温度变化趋势，作为再热汽温控制导前温度。依据新华XDC-800软件，自行研究设计一套再热器减温水自动调节逻辑，减少运行人员操作干预次数。实施后，自动调节性能良好，动态偏差在可控制范围

3、#1炉再热器减温水出口温度超温报警保护逻辑设计

根据再热器出口温度变化量和再热器出口温度当前值，设计了三级再热器减温水调整阀超开量，抑制再热器出口温度上升[2]。当再热器出口温度530℃且出口温度变化速率大于3℃/min时，再热器减温水调整阀指令在原基础上超开15%；当再热器出口温度540℃且出口温度变化速率大于2℃/min时，再热器减温水调整阀指令在原基础上超开10%；当再热器出口温度542℃且出口温度变化速率大于1.3℃/min时，再热器减温水调整阀指令在原基础上超开15%；通过研究再热器减温水调整阀流量特性曲线，同时结合运行人员实际操作习惯，在再热器减温水调节门较大开度（40%以上），阀门流量较少的区域时，将PID调节输出改为固定开度输出。对策实施后，能及时有效控制再热器出口温度超温现象。

四、取得效果

经过研究人员的努力，#1炉再热器自动控制于2022年4月投入使用，随后不断试验、优化、提高， #1炉再热器出口温度显著提升，新再热器减温水自动控制克服了AGC、一次调频调节频繁、煤质热量低等不利因素，自动调节性能良好，再热汽温动态偏差在可控制范围，再热汽出口温度平均534.9℃，较未投入自动控制时提高6.5℃，同时减少了监盘人员手动调整频次，攻关试验取得了成功。

研究实施后取得了较大经济效益：1-3月，再热汽温平均温度528.4℃，项目实施后，5-10月，再热汽温平均534.9℃再热汽温升高约6.5℃，影响发电煤耗下降约0.52g/kW.h。按照单台机组全年发电15亿kW.h，标煤单价1000元/吨，每年可为电厂节省78万元。同时实现了#1机组再热器减温水投入自动，减少了监盘人员手动调整频次，同时有效降低了再热器超温次数，提高了机组运行的安全性。

结语

本文通过锅炉燃烧协调系统及二次风控制优化、再热器减温水调节器的控制策略及相关功能优化，有效地改善了再热器出口温度自动调节品质，增强了调节系统的抗干扰能力，提高了#1炉再热器出口烟气温度，取得了良好的经济效益和安全效益，具备一定的推广价值。本次研究优化过程虽然满足大多工况要求，但在特殊的工况下还需要运行人员手动干预，因为影响汽温变化的因素很多，包括锅炉吹灰，制粉系统的启停，机组快速减负荷等等，因此锅炉燃烧协调控制和再热器减温水自动控制需要更长时间的试验与摸索，探索更多的调节理论和方法，不断完善以适应各种工况。

参考文献

[1] 刘禾，白焰，李新利.火电热工自动控制技术及应用 [M].中国电力出版社.2015

[2] 李修成，张英旭，梁红雨，刘宇鑫，张岩.火电电厂再热器喷水减温自动优化 [J].吉林电力.2019